长庆油田分公司超低渗透油藏第一项目部21万吨产能建设工程 1总论目 录1 总论11.1 项目简介11.2 工程内容11.3 工程特点72 建设工程所在地区环境概况82.1 自然环境概况82.2 社会环境122.3 环境保护目标133 环境质量现状153.1 生态环境183.2 环境空气现状监测与评价184 工程分析与环境影响评价214.1 工程分析214.2 环境影响评价244.3清洁生产及循环经济285 生态保护和污染防治措施可行性分析305.1 控制污染与生态破坏305.2 生态保护和污染防治措施315.3环保投资估算355.4 环保验收清单366 环境管理与监测计划386.1 本项目QHSE管理工作内容386.2 环境管理计划386.3 环境监测计划387 结论与建议407.1结论407.2 要求与建议401 总论1.1 项目简介按照长庆油田分公司的发展部署，长庆油田将于2013年实现油气当量5000万吨的生产规模。为保证这一发展目标的顺利落实，长庆油田分公司超低渗透第一项目部按照中国石油长庆油田分公司的统一安排，提出了合水油田21104t产能建设工程实施方案。超低渗第一项目部21万吨产建工程位于庆阳市合水县境内，开发井区包括庄116-166、庄211、塔11和庄91井区。本次评价所涉及的主要行政区域包括合水县店子乡、太白镇、西华池镇、何家畔乡、老城镇和板桥乡，详见图1.1-1。1.2 工程内容1.2.1 现有工程概况本项目开发区块有庄116-166、庄211、塔11和庄91井区等四个井区。其中庄116-166、庄211和庄91井区为扩建井区。根据产建工程初设方案及建设单位提供的资料，截至2011年12月底，庄116-166、庄211、庄91井区已建产能规模26.6104t/a，实现年产量约23.1万吨，现有工程项目组成见表1.2-1。已建站场见表1.2-2。表1.2-1 庄91、庄211、庄116-166井区现有工程项目组成表分类工程内容单位数量备注一、钻井工程采油井装置套423注水井装置套129水源井口12二、油气集输工程井场个76增压点座4拉油注水站座1注水站座2联合站座2庄一联、庄二联生活基地座2油气管线km19.5168519.51144.515.189486.6603.5注水管线km86.6三、公用工程通信光缆km83.7沥青道路km0.6四级砂石路km11.5简易进井道路km32四、环保工程采出水处理站座2生活污水处理设备套2表1.2-2 庄91、庄211、庄116-166井区已建站场一览表井区站名规模备注庄91庄91拉油注水站3104t/a注水能力500m3/d庄211庄二联50104t/a注水处理能力2000m3/d庄四注清水2200m3/d污水800m3/d与庄二联合建35KV变电所35KV与庄二联合建生活基地150人与庄二联合建庄四增240m3/d庄116-166庄一联75104t/a污水处理能力1000m3/d庄一增240 m3/d庄二增240 m3/d庄三增240 m3/d庄一注3500 m3/d生活基地50人1.2.2现有工程环保制度及环保措施落实情况 环境影响评价、环保验收情况2011年4月20日超低渗透第一项目部委托西安地矿所编制完成了长庆油田分公司超低渗透油藏第一项目部合水油田2011年25万吨产能建设工程环境影响报告书，甘肃省环保厅以甘环评发201268号文批复、同意项目建设。目前合水油田2011年25万吨产能建设工程正在申请试生产，但还未进行验收。 环保措施落实情况 主要环保设施落实及运行情况根据合水油田2011年25万吨产能建设工程环境影响报告书，并结合现场实际调查，产建工程环评主要环保设施落实及运行情况见表1.2-3。表1.2-3 环评主要环保设施落实及运行情况类别位 置污染源或污染物环评要求污染防治设施落实情况运行情况大气污染控制庄一联、庄二联储油罐无组织烃类密闭输油工艺落实稳定运行庄二联、庄一联加热炉烟气设置防风罩及8m排气筒火炬燃烧装置落实稳定运行庄一、二、三、四增、庄91拉油注水站水污染控制庄一联、庄二联油田采出水、洗井、修井废水“二级沉降+二级过滤”工艺落实稳定运行庄一联、庄二联生活基地生活污水生活污水处理设备落实稳定运行庄一、二、三、四增、庄91拉油注水站生活污水设旱厕落实稳定运行噪声污染控制庄一联、庄二联、庄一、二、三、四增、庄91拉油注水站螺杆泵、污油泵等各类泵减震、隔音间、绿化等落实稳定运行固废污染控制庄一联、庄二联、增压点落地油落地油回收系统落实稳定运行油泥油泥干化回收系统落实稳定运行生活垃圾生活垃圾收集池落实稳定运行井场标准化井场建设雨水渠、污油污水回收池、导油槽、简易围堰、井场外排洪渠落实稳定运行落地油落地油回收系统落实稳定运行生态环境输油注水管线临时占地平整土地、恢复植被，种草植树或还田基本落实，植被有待进一步恢复道路站场站场、道路永久占地异地补偿土地属租用，未落实站场周围道路两侧绿化站场周围多属耕地，未落实；道路两侧植被有待进一步恢复 环评批复文件落实情况根据甘环自发201268号文关于长庆油田分公司超低渗透油藏第一项目部合水油田2011年25万吨产能建设工程环境影响报告书的批复，环评批复文件主要要求及落实情况见表1.2-4。表1.2-4 2011年25万吨产能建设工程环评批复文件主要要求及落实情况表序号主要要求现场调查落实情况1油田开发井区内部分井场距离固城川水源保护区较近，项目不得在饮用水源保护区范围内打井。靠近水源地的井场采用水平井工艺。项目区域农村饮用水井（窖）集水范围内严禁建设采油工程设施。井场取水不得开采浅层地下水，影响周边用水需求。对重要的穿跨越管线实施视屏监控，对穿跨越河道管线实施套管保护，两端加装控制阀，修建拦油坝。对沿坡体走向的管道架固定桩，跨越冲沟管线两侧修建集油池，避免原油泄漏造成的环境风险。除跨越冲沟管线两侧修建集油池外，其他要求已落实项目新增水源井，应组织进行区域地下水长期监测，防止地下水开采产生次生不利影响。待落实2项目施工过程中，钻井应采用无毒钻井液，严格操作程序，减少钻井液的跑冒滴漏，老井钻井液回收用于新井钻井，减少废钻井液产生量。落实在钻井表面黄土层至钻井基岩30m以上段的钻井工程，必须采用无毒无害的清水泥浆，表层套管的固井水泥必须返高至地面。钻井废水排入井场防渗泥浆池中用于配制泥浆，循环使用，不得外排；在钻井过程中，随时调整泥浆浓度，以泥浆护壁，防止黄土地层坍塌和钻遇白垩系砂岩含水层时泥浆漏失，污染地下水。落实提高固井质量，避免因发生固井质量问题造成含油废水泄漏而引起地下水污染，并将完井后的固井水泥返高至洛河组含水层以上，确保安全封闭此深度内的浅水层和承压水层；钻井过程中产生的废气泥浆、岩屑在作业过程中应一同存放在设置防渗膜的废泥浆池内，待钻井结束后在井场内进行无害化固化处理。落实井场泥浆池必须进行防渗、防漏，泥浆池周围要高过地面3050cm，泥浆池液面必须低于地面0.1m以上。落实3项目试油废水不得直接排入泥浆池，要求经中和、除油预处理后统一收集至依托联合站处理达标后回注地下油层。落实施工期间生活污水须收集处理达标后用于场地附近战站场绿化，不得外排。混凝土搅拌机等冲洗废水应设置临时沉砂池，经沉淀后回用于生产。落实水泥等建筑材料不得堆放在水体周边100m，并应设蓬盖和围栏，严禁在水体附近清洗施工器具、机械等，防止污染水体。落实4项目运行期修井、洗井废水全部通过罐车运至联合站污水处理设施处理达到碎屑岩油层注水水质推荐指标及分析方法标准要求后回注地下。联合站及增压点生活污水由生活污水处理设备处理满足城市污水再生利用城市杂用水水质（GB/T18920）后，全部作为站场绿化用水。落实5项目固井时需要按照要求进行声幅测井等措施，并对套管采用环氧冷缠带加锌阳极防腐工艺、阴极保护、有机涂层套管内涂层等技术进行防腐处理，延长套管的使用寿命，保证项目建设不污染地下水。落实井场地面应进行水泥固化，各井场内建设具有防渗功能的污油污水回收池和雨水蒸发池，并在站场油罐区内设置围堤和紧急截断阀以及事故管线，确保事故状态下，事故污水污染水体。项目油罐应该采取双层罐底，罐基础砂垫层下面设置防渗层和柔性膜衬垫。对井场附近的水体进行定期监测，掌握水质的动态变化。防止事故及风险状态下的污水、原油污染。除井场地面按油田公司技术要求未进行水泥固化外，其他各项已落实6项目试油时井场须铺设防渗布，回收落地油，保证落地油回收率大于99%。落实钻井废泥浆、岩屑进入防渗泥浆池，进行无害化处理后将上层废水拉至污水回注站进行综合利用，固化体覆土掩埋。落实项目钻井过程中会产生含有岩屑，属类一般工业固体废物。项目钻井过程产生的含油岩屑和油污染的土壤应送西峰油田工业固体废物填埋场处置。运输过程中，车辆应进行密闭，运输路线应避开水源地、农田及河流等敏感目标。落实在油田采出水的处理和原油脱水过程中，各种处理容器和构筑物均会产生含油污泥，这部分污泥属于危险固废。应采取密闭冲氮气清罐，热力循环，热水清泥等措施降低含油污泥量；将底罐产生的含油污泥作为调剖剂，调整井壁刨面，填堵裂缝；污水处理产生的油泥应送拟建陇东危废处置中心处理，在危废处置中心建成运营前应按危险废物贮存污染控制标准进行临时贮存。落实7项目产生的伴生气经气液分离后尽量用于轻烃回收，剩余部分用于联合站加热炉燃料和生活燃料。伴生气加热炉燃烧产生烟气通过8m高排气筒排空。落实项目石油输送存储会产生烃类的无组织排放，应采用管道调合，设置呼吸阀挡板，定期检查油罐密封等综合措施，减少项目无组织烃类排放。落实落实噪声污染防治措施，选址使用低噪声设备，采取减振、隔音设施，在站场周围栽种树木等综合措施，保证项目周边敏感等符合当地声功能区划要求，防止项目噪声影响周边居民生产生活。落实8完成采油的废弃井，按照环评报告书和相关规范要求进行闭井和生态恢复，拆除井口装置，清理场地，恢复原有地貌。拆除地面设施